Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО "РусГидро" - "Нижегородская ГЭС"
Номер в ГРСИ РФ: | 56622-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО НВФ "Сенсоры, Модули, Системы", г.Самара |
56622-14: Описание типа СИ | Скачать | 126.5 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 56622-14 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО "РусГидро" - "Нижегородская ГЭС" |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2014 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 206 п. 32 от 26.02.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО НВФ "СМС", г.Самара
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 1683/551-2013 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
56622-14: Описание типа СИ | Скачать | 126.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительно-информационные каналы, далее измерительные каналы (ИК), АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (Госреестр № 37288-08), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер с функциями АРМ (автоматизированное рабочее место), устройство синхронизации системного времени УССВ-35HVS (далее по тексту - УССВ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех измерительных каналах;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в заинтересованные организации;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ).
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.
УСПД один раз в 30 минут по проводным линиям связи считывает значения мощностей и текущие показания счетчиков, также в нём осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1, так как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации.
Сервер с периодичностью один раз в сутки опрашивает контроллер УСПД и считывает с него 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД Oracle). Сервер считывает из базы данных получасовые значения электроэнергии, формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в форматах XML и/или ASKP всем заинтересованным субъектам.
АРМ считывают данные об энергопотреблении с сервера по сети Ethernet.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени УССВ, УСПД, сервера и счетчиков. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В состав УССВ входит GPS-приемник, что обеспечивает ход часов УССВ не более ±0,35 с/сут.
Сравнение показаний часов УССВ и сервера осуществляется один раз в час. Синхронизация часов УССВ и сервера осуществляется один раз в час вне зависимости от величины расхождения показаний часов УССВ и сервера.
Сравнение показаний часов УСПД и сервера осуществляется при каждом сеансе связи -один раз в минуту. Синхронизация часов УСПД и сервера осуществляется один раз в час и при расхождении показаний часов УСПД и сервера на величину более чем ± 1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ± 1 с.
Точность хода часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ Филиала ОАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС» используется ПО «Альфа ЦЕНТР», в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в ИВК АИИС КУЭ
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПО АИИС КУЭ Филиала ОАО «РусГидро»-«Нижегородская ГЭС» |
ПО «Альфа ЦЕНТР» |
ac_metrology .dll |
12.07.04.01 |
3E736B7F380863 F44CC8E6F7BD2 11C54 |
MD5 |
ПО «АльфаЦентр» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ Филиала ОАО «РусГидро» -«Нижегородская ГЭС» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов АИИС КУЭ Филиала ОАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС» приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ
Филиала ОАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС» приведены в таблице 3.
Лист № 4
Всего листов 12
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
Филиала ОАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС»
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав 1-го и 2-го уровня ИК АИИС КУЭ | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВКЭ (УСПД) | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
ГГ-1 |
ТПШФ-20 3000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 63556 Зав. № 1036 Зав. № 63113 Госреестр № 519-50 |
GSZ20 13800/100 Кл. т. 0,2 Зав. № 30869762 Зав. № 30869774 Зав. № 30869776 Госреестр № 52589-13 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114418 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 Зав. № 001236 Госреестр № 37288-08 |
2 |
ГГ-2 |
ТПШФ-20 3000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 63761 Зав. № 1028 Зав. № 1027 Госреестр № 519-50 |
GSZ20 13800/100 Кл. т. 0,2 Зав. № 30869736 Зав. № 30869739 Зав. № 30869727 Госреестр № 52589-13 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114357 Госреестр № 16666-97 | |
3 |
ГГ-3 |
ТПШФ-20 3000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 1031 Зав. № 1833 Зав. № 1187 Госреестр № 519-50 |
НОМ-15-77 13800/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 469 Зав. № 477 Госреестр № 644-98 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114417 Госреестр № 16666-97 | |
4 |
ГГ-4 |
ТПШФ-20 3000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 1030 Зав. № 1189 Зав. № 1184 Госреестр № 519-50 |
GSZ20 13800/100 Кл. т. 0,2 Зав. № 30869760 Зав. № 30869728 Зав. № 30869756 Госреестр № 52589-13 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114398 Госреестр № 16666-97 | |
5 |
ГГ-5 |
ТШВ 15 5000/5 Кл. т. 0,2 Зав. № 61 Зав. № 63 Зав. № 64 Госреестр № 5719-08 |
GSZ20 13800/100 Кл. т. 0,2 Зав. № 30869768 Зав. № 30869772 Зав. № 30869773 Госреестр № 52589-13 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114412 Госреестр № 16666-97 | |
6 |
ГГ-6 |
ТШВ 15 5000/5 Кл. т. 0,2 Зав. № 28 Зав. № 27 Зав. № 18 Госреестр № 5719-08 |
GSZ20 13800/100 Кл. т. 0,2 Зав. № 30893266 Зав. № 30893270 Зав. № 30893271 Госреестр № 52589-13 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114414 Госреестр № 16666-97 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
ГГ-7 |
ТШВ 15 5000/5 Кл. т. 0,2 Зав. № 7 Зав. № 15 Зав. № 10 Госреестр № 5719-08 |
GSZ20 13800/100 Кл. т. 0,2 Зав. № 30893288 Зав. № 30893286 Зав. № 30893279 Госреестр № 52589-13 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114215 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 Зав. № 001236 Госреестр № 37288-08 |
8 |
ГГ-8 |
ТШВ 15 5000/5 Кл. т. 0,2 Зав. № 8 Зав. № 12 Зав. № 6 Госреестр № 5719-08 |
GSZ20 13800/100 Кл. т. 0,2 Зав. № 30869738 Зав. № 30869732 Зав. № 30869729 Госреестр № 52589-13 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114393 Госреестр № 16666-97 | |
9 |
ВЛ 110 кВ ГЭС-Левобе-режная-1 |
ТФМ-110 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 4127 Зав. № 4126 Зав. № 4129 Госреестр № 16023-97 |
НКФ-110-57 (110000/^3)/(100/^3) Кл. т. 0,5 Зав. № 1484391 Зав. № 1481085 Зав. № 1479978 Зав. № 1483023 Зав. № 1483020 Зав. № 1483021 Зав. № 1434439 Зав. № 1484395 Зав. № 1484402 Госреестр № 14205-05 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114382 Госреестр № 16666-97 | |
10 |
ВЛ ГЭС-ЗМЗ |
ТФНД-110М 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 816 Зав. № 804 Зав. № 00485 Госреестр № 2793-71 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114364 Госреестр № 16666-97 | ||
11 |
ВЛ Мала-ховская-2 |
ТФМ-110 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 2798 Зав. № 3004 Зав. № 2792 Госреестр № 16023-97 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114359 Госреестр № 16666-97 | ||
12 |
ВЛ Малаховская 1 |
ТФМ-110 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 2062 Зав. № 0561 Зав. № 2855 Госреестр № 16023-97 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114377 Госреестр № 16666-97 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
13 |
ВЛ ГЭС - ЦБК |
ТФМ-110 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 3818 Зав. № 3819 Зав. № 3816 Госреестр № 16023-97 |
НКФ-110-57 (110000/^3)/(100/^3) Кл. т. 0,5 Зав. № 1484391 Зав. № 1481085 Зав. № 1479978 Зав. № 1483023 Зав. № 1483020 Зав. № 1483021 Зав. № 1434439 Зав. № 1484395 Зав. № 1484402 Госреестр № 14205-05 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114358 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 Зав. № 001236 Госреестр № 37288-08 |
14 |
ВЛ 132 |
ТФНД-110М 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 820 Зав. № 782 Зав. № 379 Госреестр № 2793-71 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114216 Госреестр № 16666-97 | ||
15 |
ВЛ 194 |
ТФНД-110М 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 775 Зав. № 809 Зав. № 1287 Госреестр № 2793-71 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114373 Госреестр № 16666-97 | ||
16 |
ВЛ 122 |
ТФНД-110М 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 8974 Зав. № 1022 Зав. № 8951 Госреестр № 2793-71 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114374 Госреестр № 16666-97 | ||
17 |
ВЛ 129 |
ТФНД-110М 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 380 Зав. № 429 Зав. № 1736 Госреестр № 2793-71 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114214 Госреестр № 16666-97 | ||
18 |
ВЛ ГЭС - Пучеж |
ТФНД-110М 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 2043 Зав. № 2000 Зав. № 2034 Госреестр № 2793-71 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114361 Госреестр № 16666-97 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
19 |
Пестовская |
ТПФ 400/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 98837 Зав. № 98854 Зав. № 97051 Зав. № 98852 Госреестр № 517-50 |
НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 4724 Зав. № 12848 Госреестр № 159-49 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114371 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 Зав. № 001236 Госреестр № 37288-08 |
20 |
Нижегородская ГЭС, КРУ 6кВ, 1 секция шин, яч.№1а |
ТОЛ-10 50/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 44595 Зав. № 42494 Госреестр № 38395-08 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 11747 Госреестр № 2611-70 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114222 Госреестр № 16666-97 | |
21 |
Нижегородская ГЭС, КРУ 6кВ, 2 секция шин, яч.№22 |
ТОЛ-10 50/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 54157 Зав. № 49481 Госреестр № 38395-08 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 11658 Госреестр № 2611-70 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114360 Госреестр № 16666-97 | |
22 |
ВЛ 110 кВ ГЭС-Левобе-режная-2 |
ТФЗМ 110Б-УХЛ1 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 14509 Зав. № 14510 Зав. № 14511 Госреестр № 41236-09 |
НКФ-110-57 (110000/^3)/(100/^3) Кл. т. 0,5 Зав. № 1484391 Зав. № 1481085 Зав. № 1479978 Зав. № 1483023 Зав. № 1483020 Зав. № 1483021 Зав. № 1434439 Зав. № 1484395 Зав. № 1484402 Госреестр № 14205-05 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114394 Госреестр № 16666-97 | |
23 |
ОМВ |
ТФМ-110 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 1199 Зав. № 1196 Зав. № 1197 Госреестр № 16023-97 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114218 Госреестр № 16666-97 | ||
24 |
ВЛ 220кВ ГЭС-Вязники |
ТГФ220-П* 1200/1 Кл. т. 0,2S Зав. № 403 Зав. № 402 Зав. № 398 Госреестр № 20645-07 |
НКФ-220-58 (220000/^3)/(100/\''3) Кл. т. 0,5 Зав. № 1484514 Зав. № 1484515 Зав. № 1481391 Госреестр № 26453-04 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114209 Госреестр № 16666-97 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
25 |
ВЛ 220кВ ГЭС-Семеновская |
ТГФ220-П* 1200/1 Кл. т. 0,2S Зав. № 400 Зав. № 401 Зав. № 399 Госреестр № 20645-07 |
НКФ-220-58 (220000/^3)/(100/\''3) Кл. т. 0,5 Зав. № 1484513 Зав. № 30592 Зав. № 30730 Госреестр № 26453 04 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав № 01114406 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 Зав. № 001236 Госреестр № 37288-08 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Филиала ОАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС»______________
Номер ИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерение активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ) | |||
51(2)%, I1(2)— I изм< I 5 % |
55 %, I5 %—I изм<1 20 % |
520 %, I20 %—1изм<1100% |
5100 %, I100 %—1изм—I120% | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 - 4 |
1,0 |
- |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
0,8 |
±2,8 |
±1,6 |
±1,2 | ||
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
- | ||||
0,5 |
- |
±5,3 |
±2,8 |
±2,0 | |
9 - 23 |
1,0 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
0,8 |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | ||
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
- | ||||
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
5 - 8 |
1,0 |
- |
±1,1 |
±0,8 |
±0,7 |
0,8 |
±1,4 |
±0,9 |
±0,8 | ||
(Сч. 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,2) |
- | ||||
0,5 |
- |
±2,1 |
±1,3 |
±1,1 | |
24, 25 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
1,0 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 |
0,8 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,1 | |
0,5 |
±2,4 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
Номер ИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной пог] АИИС КУЭ (измерение реактивной электрич рабочих условиях эксплуатации АИИ |
эешности ИК еской энергии в [С КУЭ) | ||
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
1 - 4 |
0,8 |
- |
±4,4 |
±2,4 |
±1,8 |
(Сч. 0,2; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
0,5 |
- |
±2,7 |
±1,6 |
±1,3 |
9 - 23 |
0,8 |
- |
±4,5 |
±2,5 |
±2,0 |
(Сч. 0,2; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,5 |
- |
±2,8 |
±1,7 |
±1,4 |
5 - 8 |
0,8 |
- |
±2,2 |
±1,4 |
±1,2 |
(Сч. 0,2; ТТ 0,2; ТН 0,2) |
0,5 |
- |
±1,7 |
±1,1 |
±1,1 |
24, 25 |
0,8 |
±4,4 |
±1,9 |
±1,5 |
±1,5 |
(Сч. 0,2; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,5 |
±3,2 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,2 |
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 5i(2)%P и 51(2)%q для созф<1,0 нормируется от I2%..
2. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
Лист № 9
Всего листов 12
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение от 0,98^ином до 1,02^ином;
• сила тока от 1ном до 1,2-1ном, cos9=0,9 инд;
• температура окружающей среды: от 10 до 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,9^ином до 1,1-ином,
• сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИК №№ 1-25
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 55°С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;.
- для УСПД, ИВК «Альфа-ЦЕНТР» и сервера от плюс 15 до плюс 25°С.
6. В Таблице 3 погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до 40 °С.
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и по ГОСТ 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими
характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
9. Виды измеряемой электроэнергии для ИК №№ 1 - 25 - активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;
• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
• УССВ - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления (Тв), при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для УСПД Тв < 2 часа;
• для УССВ < 2 часа;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
• панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, сервере, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Наличие фиксации в журнале событий в УСПД следующих событий:
• - параметрирования;
• - пропадания напряжения;
• - коррекции времени в счетчике и УСПД;
• - пропадание и восстановление связи со счетчиком
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчики электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
• ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Кол-во, шт |
1 |
2 |
3 |
1 Трансформатор тока |
ТГФ220-П* (Госреестр № 20645-07) |
6 |
2 Трансформатор тока |
ТОЛ-10 (Госреестр № 38395-08) |
4 |
3 Трансформатор тока |
ТПФ (Госреестр № 517-50) |
4 |
4 Трансформатор тока |
ТПШФ-20 (Госреестр № 519-50) |
12 |
5 Трансформатор тока |
ТФЗМ 110Б-УХЛ1 (Госреестр № 41236-09) |
3 |
6 Трансформатор тока |
ТФМ-110 (Госреестр № 16023-97) |
15 |
7 Трансформатор тока |
ТФНД-110М (Госреестр № 2793-71) |
18 |
8 Трансформатор тока |
ТШВ 15 (Госреестр № 5719-08) |
12 |
9 Трансформатор напряжения |
GSZ20 (Госреестр № 52589-13) |
21 |
10 Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 (Госреестр № 14205-05) |
9 |
11 Трансформатор напряжения |
НКФ-220-58 (Госреестр № 26453-04) |
6 |
12 Трансформатор напряжения |
НОМ-6 (Госреестр № 159-49) |
2 |
13 Трансформатор напряжения |
НОМ-15-77 (Госреестр № 644-98) |
3 |
14 Счётчик электрической энергии мноофукциональный |
ЕвроАльфа (Госреестр № 16666-07) |
25 |
15 УССВ |
УССВ-35HVS |
1 |
16 Сервер |
HP Proliant ML350R-G4X |
1 |
17 АРМ диспетчера |
стационарный ПК |
1 |
18 Мобильный АРМ |
ноутбук |
1 |
19 УСПД |
RTU-325 (Госреестр № 37288-08) |
1 |
20 ПО |
«Альфа ЦЕНТР» |
1 |
21 Методика поверки |
МП 1683/551-2013 |
1 |
22 Паспорт - формуляр |
1382-05.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1683/551-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в октябре 2013 года.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
- для счётчиков "ЕвроАльфа" - по документу "ГСИ. Счетчкики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки", согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Рос-тест-Москва» в сентябре 2007 г.
- для УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП.», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: Методика (методы) измерений электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений №50-01.00203-2013 от 04.10.2013 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.